1、压缩天然气项目可行性研究 压缩天然气项目可行性研究报告 姓 名：张 秋学 号：20100313160小 组：2010级建筑与土木工程2班第五组 建设管理与房地产学院2011年1月3日目 录第一章项目兴建理由与目标11.1、项目兴建理由11.1.1压缩天然气项目提出的背景11.1.2压缩天然气项目建设的必要性11.2、项目概况31.2.1工程项目概述31.2.2建设地点31.2.3建设规模31.2.4项目投入总资金及效益情况31.3项目建设基本条件31.3.1项目建设基本条件分析31.3.2技术方案4第二章 市场预测52.1、 CNG市场现状52.1.1国际CNG市场现状52.1.2我国CNG市2、场现状62.1.3四川CNG市场现状72.2、 CNG供需情况102.3、 价格预测112.4、 竞争力分析122.5、 CNG市场风险分析132.5.1改装CNG 车辆动力性下降132.5.2加气站网络化建设不完善132.5.3车用CNG价格上涨可能132.5.4车辆改装费用和CNG 专用配件价格偏高142.5.5安全隐患加大14第三章 资源条件评价143.1、资源开发利用的基本要求143.1.1符合资源总体开发规划要求143.1.2符合资源综合利用要求143.1.3符合节约资源和可持续发展的要求153.1.4资源储量和品质的勘探深度应达到规定要求153.2、资源评价163.2.1资源开发的3、合理性163.2.2资源自然品质163.2.3资源赋存条件163.2.4资源开发价值16第四章 建设规模与生产方案174.1、 建设规模方案选择174.1.1合理的经济规模174.1.2市场容量对项目规模的影响174.1.3环境容量对项目规模的影响174.1.4资金以及主要外部协作条件等对项目规模的满足程度184.2、 产品方案选择184.2.1市场需求184.2.2产业政策194.2.3专业化协作194.2.4环境条件204.2.5原材料燃料供应204.2.6技术设备条件214.2.7储运条件22第五章 场址选择225.1.场址位置225.2.占地面积235.2.1同类项目参照235.2.24、拟建CNG加气母站规模及主要建筑物、设备组成235.3.工程地质水文气象条件235.3.1工程地质条件235.3.2水文地质条件245.3.3气象条件245.3.4地震情况245.4.交通运输条件255.4.1公路条件255.4.2铁路条件255.4.3水路港口条件255.5.水电气等供应条件255.5.1供水条件255.5.2供电条件265.5.3供气条件275.6.环境保护条件285.6.1环境容量285.6.2排水系统容量285.7.政策支持条件295.7.1新36条中对民营天然气行业准入资格的确认295.7.2天然气利用政策295.7.3十二五规划建议305.7.4四川省“十一五”清洁5、汽车产业发展规划305.8.生活设施依托条件30第六章 技术方案、设备方案和工程方案306.1工艺流程与设备选型306.1.1母站306.1.2子站346.1.3运输系统356.2公用工程366.2.1建筑、结构366.2.2电气工程386.2.3给排水39第七章 环境影响评价407.1概述及编制依据407.2 工程状况407.3 主要污染物和污染源417.3.1废渣417.3.2废气417.3.3噪音417.3.4废水417.3.5绿化417.4环保资金417.5环境影响评价结论42第八章 劳动安全卫生与消防428.1劳动安全卫生428.1.1主要危害因素分析428.1.2防范措施438.16、.3 劳动安全卫生设施438.2消防设施438.2.1火灾爆炸危险分析438.2.2消防措施44第九章 组织机构与人力资源配置449.1机构设置和人员编制449.2 员工培训459.2.1培训形式459.2.2 培训管理标准化、考核制度化45第十章 项目实施进度4610.1 建设工期4610.2 实施进度安排46压缩天然气项目可行性研究报告第一章 项目兴建理由与目标1.1、项目兴建理由1.1.1压缩天然气项目提出的背景在国际清洁能源高速发展的大背景下，我国以天然气替代石油的趋势明显，且具有巨大的发展空间，预计2010年天然气在我国能源消费结构中的比重将达到8%左右。1989年四川石油管理局从新7、西兰引进充气装置和天然气汽车的改装件，并在南充建成第一座CNG加气站，随后在成都、天津、南京、无锡、哈尔滨、深圳、海口、广州、上海也相继改装并使用了大量天然气汽车。经过20多年的发展，压缩天然气产业进入蓬勃发展时期。根据国家发改委发改能源20072155号天然气利用政策，四川省利用当地丰富的天然气资源，为四川及周边地区开发绿色能源提供了相当优越的条件。本项目积极响应国家鼓励清洁能源优先发展的政策，拟通过建设CNG母子站来完善广元市内CNG加气网络。1.1.2压缩天然气项目建设的必要性当今世界，能源短缺和环境污染已成为世界性的课题。几十年来，针对石油资源匮乏各国投入巨资寻求新的能源，同时，针对机8、动车辆剧增，大量废气排放带来的环境污染问题，人们也在努力寻求各种清洁能源。几十年的实践证明，只有天然气才兼具资源丰富、分布广泛、价格低廉且排废大大减少等多方面的综合优点。1.1.2.1发展压缩天然气产业是解决能源短缺的有效途径传统的汽车燃料为汽油、柴油和液化气，这些燃料均为石油深加工产品，其供应量及价格必然随着原有的产量及价格而波动。特别是随着经济的发展，我国原油及成品油需求量猛增。而国内的原油开采和成品油加工却难以满足需要，每年需大量进口，我国已成为世界原油、成品油进口大国。近年来，受世界油类市场价格走势持续走高和其他因素的影响，我国成品油价格飞速增长，达到历史最高水平。在这种形势下运输企业9、用车单位、出租汽车经营者及私家车拥有者等纷纷感到其带来的沉重压力。而如果用天然气替代汽柴油，以每辆车年均行驶里程5万KM计，改装100万两天然气汽车，每年可以替代油品1000万t。因此迫切希望新的燃料来替代和补充。发展天然气汽车、筹建天然气加气站可以有效改善旺苍县车辆燃料的供应结构。1.1.2.2发展压缩天然气产业能够有效的改善城市环境污染环境和能源是近一个世纪人类最关心的两个问题，高速发展的汽车保有量，给人来带来经济的繁荣和精神文明的同时也给城市带来了大气污染和汽车能源的紧张，近年来，世界上各国政府（发达国家、发展中国家）寻求解决由于汽车保有量高速发展造成的大气污染和汽车燃料结构的调整，一10、直努力地寻找解决途径，如氢气汽车、甲醇汽车、电动汽车、天然气汽车等。天然气汽车由于它排放性能好，运行成本低、技术成熟、安全可靠，所以为世界各国公认为最理想的替代燃料汽车。我国自改革开放以后社会和经济取得了巨大的进步，但是大气污染却日益严重，大气中的污染物50%来源于汽车尾气。特别是大中城市，机动车尾气站污染源总量的比例已超过50%。机动车尾气含有一氧化碳CO、氮氧化物NOX、碳氢化合物HC、二氧化硫SO2、铅及其他有害物质。天然气是一种洁净的能源，主要成分是甲烷，燃烧后的主要生产物为二氧化碳和水，其产生的温室气体只有煤炭的1/2，是石油的2/3。天然气汽车则是天然气作为燃料的汽车，近年来，天然11、气汽车在全球发展很快，在应用与运营方面比较成功。天然气汽车是一种理想的低污染车，与汽油汽车相比，它的尾气排放中CO下降约90%，HC下降约50%，NOX 下降约30%，SO2 下降约70%，CO2 下降约23%，微粒排放可降低约40%，铅化物可降低100%。天然气对环境造成的污染远远小于液化石油气、石油和煤炭，是一种优良的汽车发动机绿色代用燃料。同时，天然气汽车的使用成本较低，比燃油汽车节约燃料费约50%。且压缩天然气汽车还具有安全性高、抗爆能力强、发动机的使用寿命长等特点，有关专家认为天然气汽车是目前最具有推广价值的汽车，尤其适合于城市公共交通和出租汽车使用。目前，它已在世界上得到广泛应用。12、1.1.2.3.发展压缩天然气有较高的经济效益在产生相同的当量热值时，世界各国一般将压缩天然气价格与汽柴油价格的比控制在0.5左右。如果各类发动机的热效率接近，则天然气汽车的燃料费用大约是汽油车或柴油车的一半，这不仅弥补了由于汽车数量不断增加而引起的液体燃料供应不足，而且运行费用大幅度降低。因此，发展压缩天然气在价格上将更有竞争力。1.1.2.4.使用压缩天然气可延长发动机寿命天然气容易扩散，在发动机中容易和空气混合均匀，燃烧比较完全、干净；辛烷值高，抗暴性能好，使用时不需添加抗爆剂，不容易产生积碳；不会稀释润滑油，因而使发动机气缸内的零件磨损大大减少，使发动机的寿命和润滑油的使用期限大幅度增13、长。所有这些都会降低汽车的保养和运行费用，从而也提高汽车使用的经济性。因此，压缩天然气作为新的替代能源将更容易收到机动车拥有者的青睐。综上所诉，发展压缩天然气产业在改善城市环境质量，改善城市交通的能源结构，延长汽车发动机寿命，提高城市居民生活水平等方面具有无可比拟的优越性。1.2、项目概况1.2.1工程项目概述本项目将最终选择建设天然气汽车母子加气站。天然气在CNG母站压缩后通过CNG子站拖车运至周边市县各CNG加气子站，通过CNG加气子站系统为CNG燃料汽车加气。本项目工程分两期完成，一期工程为CNG母站建设，二期工程：建设35个CNG子站。1.2.2建设地点本项目CNG母站拟建设在广元市苍14、溪县工业园，子站分别建在巴中、广元、南充、绵阳、遂宁5个地方。1.2.3建设规模CNG母站的设计规模为日产压缩天然气约7.5万立方米1.2.4项目投入总资金及效益情况本项目总投资6635.44万元，其中建设投资6347.63万元。工程全部投资内部收益率为31.75%，投资回收期为3年，财务内部收益率高于基准收益率，投资回收期较短。项目的财务状况较好。1.3项目建设基本条件1.3.1项目建设基本条件分析 广元市天然气储量丰富，到2008年底，全市天然气探明储量已达2300 亿立方米，预计到2010 年，天然气探明储量将达到4000 亿立方米以上。其中，位于广元市旺苍、苍溪境内的中石油九龙山区块已15、上报探明储量2000 亿立方米。九龙山一口井在今年1 月试气喜获重大突破，无阻流量达1001 万立方米、日测试产量达241 万立方米，单井测试产量进入国内前五名；九龙山另一口井在3 月试气又获丰收，无阻流量达225 万立方米，日测试产量达112 万立方米。2009中石油决定今年在“九龙山北”开展覆盖面积达900km2的三维物探工程，这进一步证明了该地区具有富集的天然气资源。勘探资料表明九龙山区块天然气探明储量在1080亿m3以上。中石油投资3.8亿建设的九龙山广元输气干线工程（一期）已于2008年11月19日正式通气，从此结束了广元外用天然气的历史。二期工程旺苍县白水镇至广元工程也即将开工建设16、。 广元市现有营运车辆大部分以汽油或柴油为燃料，建设CNG汽车加气站，发展双燃料汽车不仅能现在改善城市尾气污染状况，而且目前全省拥有双燃料CNG汽车2104辆，省政府计划在2010年将CNG汽车增加到10104辆，压缩天然气有巨大的市场需求，利润将十分可观。加气站的用水、用电就进由县城区自来水管道、变电所供应。本工程所需资金30%由企业自筹，其余为银行贷款。1.3.2技术方案1.3.2.1 CNG母站a.工艺流程来站天然气经过滤、调压、计量后经缓冲稳压后进入压缩机，压缩机加压至25Mpa，进入高压脱水装置除去剩余水分，进高压贮气装置（分不同压力贮气），通过控制器给汽车加气。b.功能与特点具有给17、天然气汽车加气功能，同时可为子站供应压缩天然气（气瓶或撬车）c.主要设备压缩机组、地面贮气瓶组、售气机、脱水干燥装置、锅炉加热系统、消防设施等。d.技术要求建设点靠近天然气高、中压管道（压力不低于0.4Mpa）或贮配站内。1.3.2.2CNG子站a.工艺流程（液压加气子站）CNG子站拖车到达CNG加气子站后，通过快装街头将高压进液软管、高压回液软管、控制器管束、CNG高压储气软管与液压子站撬体连接，系统连接完毕后启动液压子站撬体或者在PLC控制系统检测到液压系统压力低时，高压液压泵开始工作，PLC自动控制系统会打开一个钢瓶的今夜阀门和出气阀门，将高压液体介质注入一个钢瓶，保证CNG子站拖车钢瓶18、内气体压力保持在2022Mpa，CNG通过钢瓶出气口经CNG高压出气软管进入子站撬体缓冲罐后，经高压管输送至CNG加气机给CNG燃料汽车加气。CNG液压加气子站工艺流程方框图如下：b.主要设备液压子站撬体、仪表风气源设备、CNG子站拖车、控制柜、加气机、配电设备c.技术特点1) CNG液压加气子站加气能力大，加气能力不低于1000Nm3/h。2) 耗电功率小，主电机功率为30KW，系统总功率不超过35KW。3) 系统设备少，主要设备只有液压子站撬体、CNG加气机，且CNG加气机采用单线双枪加气机，减少了连接管道数量，也减少了管道连接点，漏气的可能性低；设备基础少，减少土建投资；4) CNG液压19、加气子站设备整体集成度高，安装方便，设备安装周期短。5) CNG液压加气子站系统是在提供较高并且较稳定的压力介质给CNG，且系统工作震动小，而CNG则是指在一个较高的工作压力下单线输出至加气机，提高了加气速度。6) CNG液压加气子站系统卸气余压为1.0Mpa，卸气率达到95%。第二章 市场预测2.1、 CNG市场现状2.1.1国际CNG市场现状 欧洲CNG汽车接近全球总量的40% ,加气站数量约占26%。欧洲有11家汽车厂生产22 种不同型号CNG汽车,另有6家发动机厂生产CNG发动机,加气站设备技术先进,产品遍及世界,但价格昂贵。俄罗斯随着西伯利亚大气田的开发和输气管道的建成, CNG开始20、广泛地应用于汽车上,现有CNG汽车50万辆,主要用于各种型号载重汽车、公共汽车和轿车,以两用燃料为主,改装技术比较成熟,现有加气站400多座。并且,俄罗斯CNG汽车的改装装置和CNG气瓶大量出口。美国联邦政府1992年颁布的能源政策法,对于购买或改装代用燃料汽车及加气站的建设减免税做出详细规定,同时还颁布了使用天然气的减税政策,并免征天然气公司的汽车燃料销售税。有40多个州根据联邦政府的政策、法律,制定了本州有关强制和鼓励使用CNG等清洁燃料汽车的政策和措施,推动了CNG汽车发展和加气站建设。美国现有约10万辆CNG汽车,公共汽车中CNG汽车占了7% (约6300辆) ,机场客货车大量改用CN21、G汽车。今后几年将有50%的出租车和乘客运送车改为单燃料CNG汽车。在美国本土48个州中, 46个州都有数量不等的加气站,其中仅加州就有加气站100座。德国现有CNG汽车1万辆,预测到2010年达到40万辆,未来两年加气站将从目前100多座增加到至少300座。德国市场上车用天然气价格比车用汽油便宜近50% ,比车用柴油便宜近35%。日本现有CNG汽车近万辆, 加气站138 座。CNG汽车主要用于市中心行驶的公共汽车、出租车及送货上门服务车辆。日本在21世纪推广CNG汽车,计划投资3000亿日元,建成2000个加气站,形成可供40万辆车使用的全国加气网络。2.1.2我国CNG市场现状 据有关机构22、预测，中国汽车市场在未来若干年内将以年均20以上的速度增长，2012年全国汽车保有量将达到1亿辆，2020年有望超过2亿辆。相比之下，截至2008年底，中国天然气汽车保有量仅40多万辆，约为民用车保有量的6，中国CNG汽车市场的发展前景相当广阔。从目前CNG汽车推广较好的几个城市来看，CNG汽车主要用于城市公交车、出租车和政府用车。例如，四川省成都市和重庆市主城区使用天然气作为燃料的公交车、出租车比例达95以上。中国目前城市公交车和出租车的保有量约14万辆，按近年城市公交车和出租车的年均增长率(约3)简单测算，2012年中国城市公交车和出租车将达到153万辆，2015年达到16历辆，2020年23、达到194万辆。城镇公交车和出租车将是中国CNG汽车的重点消费领域和发展方向。此外，随着成品油价格的不断攀升、天然气供应量逐渐充足、国内CNG汽车研发水平不断提高和加气站网点布局的规模化和网络化，不仅越来越多的私人小汽车将向CNG汽车方向发展，而且政府部门和企业的公务用车、固定线路的长途客运汽车，以及提供城市公共服务的中小型作业车和送货车也都有潜力发展成为CNG汽车。根据“2009天然气汽车技术创新与产业发展论坛”资料显示，2008年中国车用天然气消费量为27亿立方米，约占商品天然气消费总量的35。如果2010年有20、201 5年有40、2020年有70的城市公交车和出租车使用天然气作为燃料24、，按出租车、公交车耗气量的定比例考虑其他类型车辆用气，保守预测,2010年中国天然气汽车的天然气需求量约为46亿立方米，2015年可增至100亿立方米，2020年约为260亿立方米，届时约占全国商品天然气消费总量的104。2.1.3四川CNG市场现状 截至2004年12月已经累计推广天然气汽车52 461 辆, 建设CNG加气站185座, 全省17个市和87个县建设有1座以上的CNG加气站, CNG加气站基本形成网络。尤其是成都、德阳、绵阳(以下简称成德绵)三市, 更是注重天然气汽车的应用推广, 目前这三个城市公交车除去双层巴士外其余全部为CNG车辆, 出租车90% 以上是天然气汽车。表1 四25、川省2004年CNG汽车数量级CNG加气站数量地区CNG汽车数量/辆CNG加气站数量/座2004年新增2004年累计2004年新增2004年累计成都220018500562德阳15456265012绵阳4604223116自贡5733521313泸州3231951210广元10271002遂宁105196907乐山2582657110内江143187819南充3702411311宜宾50105304广安44565035达州7292579210巴中465132802雅安28988413眉山118107504资阳18480705合计83595246122185表2 母子站距离对财务内部收益率的影响26、距离（km）50100250400550700财务内部收益率1699%16.30%12.68%10.65%6.02%母子站距离每增加50Km，工程财务内部收益率将下降约1个百分点，特别是当距离超过400Km后，其财务内部收益率将低于基准收益率10。所以说，在建设子CNG母站时，要特别注意原料气价和子母站距离问题。从上表可以看出，母、子站的经济距离不应超过400公里。根据表1数据中现有的CNG汽车累计量以及现有的CNG加气站累计量，当CNG汽车累计量/CNG加气站累计量的比值比较大时，表明市场潜力巨大，推算出市场潜力比较大的几个目标子站分别是广元、南充、遂宁、广安、巴中、汉中、陇南、绵阳、德阳、27、达州等处。由于数据的缺失，我们仅有2004年的数据，因此，我们假设CNG汽车以平均每年15.9%数量在的递增，从而测算出2011年的CNG汽车的保有量，假设CNG加气站以平均每年11.8%的数量递增，测算出2011年的CNG加气站累计量，如下表3所示：根据表2结论，因此，我们选择子站的距离都严格控制在400km的范围之内。初选出广元（距离母站公路里程50km）南充（144km）、巴中（157km）、绵阳（208km）、遂宁（233km）、广安（229km）、德阳（341km）、达州（392km）。如下图1地图显示：表3 四川省2011年CNG汽车及加气站数量市场预测地区CNG汽车数量/辆CNG28、加气站数量/座2011汽车量/加气站量2004年累计2011年累计2004年累计2011年累计巴中13289632261605德阳62654544012381195广元710514926858遂宁196914281722649绵阳4223306291650612达州2579187051022850南充2411174871135499广安6504714515314合计2013514603765194图1 母站附近情况根据子母站的距离对内部收益率的影响结论我们得出，子站内部收益率的排名如下：广元（50km）、南充（144km）、巴中（157km）、绵阳（208km）、遂宁（233km）、广安（2229、9km）、德阳（341km）、达州（392km）。根据2011汽车量/加气站量的比值测算出的市场前景，我们得出市场前景排名及竞争力排名如下：巴中、德阳、广元、遂宁、绵阳、达州、南充、广安。综合考虑以上两个方面的原因，我们选择了如下的5个子站位置分别是：巴中、广元、南充、绵阳、遂宁，最后的备选方案还有德阳。2.2、 CNG供需情况 为实现可持续发展，中国在世纪之交就制订了优化能源结构的战略，而清洁、高效的天然气最有高速发展的可能，是目前中国优化能源结构、节能减排最有力的战略选择。在结束的哥本哈根气候大会上，温家宝总理做出了到2020年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降4045的减排30、承诺，加大天然气的开发利用尤其是车用CNG的开发利用必将成为我国实现这一减排承诺的重要途径。我国从60年代开始使用天然气汽车，20世纪80年代中期，我国引进了部分CNG加气站设备，在四川建立了我国第一座CNG加气站。截止目前，全国各地的天然气汽车约30万辆，拥有正在运行的CNG加气站700余座。同时，我国CNG工艺设备和各项国家标准、规范已逐步完善，使CNG技术的推广和应用有了制度规范上的保证。可以预见，随着国内天然气管网和全国范围内CNG加气母子站网络的建设完善，高效、清洁的CNG汽车必将得到更加广泛的推广和使用，车用CNG将有着极为广阔的市场发展空间. 2006 年，国家再次启动“节能与新31、能源汽车”高科技计划，继续强力推进天然气汽车的进程。中国的天然气汽车进入了快速发展期。中国天然气汽车自2002 年以来快速发展，2007 年底16 个重点推广城市CNG 汽车保有量已达26.5 万辆，建成加气站555 座。作为天然气供应商的中国石油，直接或间接投资的加气站达到255 座。可以预见，随着国内天然气管网的逐步完善和全国范围内加气站网络建设的成形，天然气汽车必将大力推广，CNG 加气站业务的市场空间将极为广阔。中国的天然气汽车产业在国家大力支持下初具规模，整个天然气汽车产业体系基本形成。根据国际天然气汽车协会统计，截至2008年底，中国已在近30个省、市、自治区的80多个城市推广了天32、然气汽车，拥有CNG汽车约40万辆，加气站1000余座。其中四川和重庆地区共发展CNG汽车17万辆，建成CNG)加气站560座。但目前受天然气气源紧张及管网的影响，中国CNG汽车和加气站主要集中在气源地附近，例如四川、重庆、乌鲁木齐、西安和兰州等。根据国际天然气汽车协会统计，截至2008年底，四川和重庆地区共发展CNG汽车17万辆，建成CNG加气站560座。天然气供应方便、气价低(仅为油价的40一50)是中国CNG汽车快速发展的主要驱动力。长期以来，广元市城区存在CNG汽车加气难的现象。目前市区共有CNG汽车2500余辆，其中公交车217辆，出租车554辆，环卫车10辆，线路客运车485辆，单33、位及私家车1300余辆。而广元市城区目前已建成雪峰、河西、东城、南河4座CNG加气站，设计总供气能力达8.2万立方米/日，目前实际供气量为5.57万立方米/日。随着广元城市的发展和CNG汽车不断增加，初步规划在“十二五”时城区CNG总需求将达15万立方米/日。因此，天然气加气出现了供不应求的市场，属于供方市场，市场前景广阔2.3、 价格预测 在机动车辆中，是否适合使用CNG作燃料，主要取决于国家政策、车辆的行驶范围、行驶里程、车辆改装的费用（或CNG汽车的价格）以及CNG加气站的数量和布局等因素。出租车、公交车及城市间短途客运车主要在市区内运行，每日行驶里程多、行驶时间长、改装费用回收周期相对34、较短，是最适合使用CNG的车型。目前市场上CNG汽车的改装费用随车型的不同而不同，公交车约10000元/辆，中巴车约7000元/辆，出租车约5000元/辆。不同车型使用CNG和汽油作为燃料的经济性比较见下表（参考目前市场93#汽油及车用CNG价格）：从表我们可以得出汽车使用CNG与使用汽油比可节约燃料费约42，由此可见车用CNG较好的经济效益。如果说较好的经济效益是车用CNG发展的直接驱动力，那么CNG的价格承受能力是车用CNG发展的持久驱动力。CNG市场的价格承受能力取决于其替换燃料（主要为汽油）的价格，汽油热值为33.49MJ/L，天然气低位热值为32.92MJ/ Nm3，在热值相等的情况35、下，1L汽油相当于33.49/32.92=1.02 Nm3的天然气。目前， 93#汽油售价为6.32元/L，车用CNG的售价为3.64元/ Nm3，由此可知，即使在市场价格维持不变的情况下（油价面临持续上升的压力），天然气替代93#汽油的可承受价为6.32/1.02=6.20元/ Nm3，汽车加气市场能够承受CNG涨价的最大价差为6.20-3.64=2.56元，93汽油市场价降至3.64x1.02=3.71元/L时，汽车加气市场的承受力达到极限（改装回收期过后）。结合当前国际石油、天然气价格的发展趋势，我们可以断定在相当长的一段时间里油气的价差将保持在较高的水平，这就为车用CNG的大规模发展提36、供了前提条件。2.4、 竞争力分析 CNG 加气站和CNG 汽车的推广有助于改善大气污染，提高人民生活质量能源和环保作为影响人类发展的重大问题，已引起世界各国的广泛关注。根据国家环保中心预测，2010 年我国汽车尾气排放量将占空气污染源的64%。城市空气环境的恶化将对我国国民经济持续发展和人民身体健康产生极大的负面影响。与汽（柴）油车，甚至LPG 汽车相比，天然气作为汽车燃料可明显减少汽车尾气污染物的排放量，对改善城市环境有重大作用。 发展CNG 加气站和CNG 汽车具有较好的经济效益，如果CNG 汽车和CNG 加气站能够协调发展，建设CNG 加气站可具有较好的经济效益。以在四川建设加气站为例37、，如果按加气站设计规模1.5104m3/d、投资700104 元、天然气进价0.818 元/m3、CNG 零售价格1.5 元/m3 来计算，加气站的财务内部收益率接近20%，效益非常好。由于加气站的效益较好，在我国一些地区，如新疆及川渝等地，CNG市场竞争比较激烈。中国石油、中国石化、地方燃气公司、公交公司及很多民营实体都在投资建站，抢占位于城市交通干线和枢纽及国道和高速公路等有利于CNG 加气站发展的区位。如果天然气的热值取33.4 MJ/L（取西气东输、陕-京二线和忠-武线等气源的平均低热值），汽油的热值取31.8 MJ/m3，同时考虑汽车改为CNG 后其发动机功率一般要有所下降（约8%）38、，可以认为，在同作为汽车燃料时，1 m3 天然气约相当于1 L 汽油。根据调查，2002 年我国各地90汽油的价格大约为2.53.0 元/L，CNG 作为车用燃料的价格（除北京2.4 元/m3 ）均低于2.2 元/m3 ，新疆及川渝地区的CNG价格多在1.6 元/m3 左右，所以选用CNG 作为汽车燃料将比汽油具有更好的经济效益。 发展CNG 汽车有利于调节我国燃料结构，缓解油品供需矛盾目前我国原油生产增长缓慢，每年需进口大量原油。2000 年和2001 年我国净进口原油量分别为5 983104 t 和5 271104 t。近年来，我国每年的LPG 进口量在480104500104 t，而且目39、前国内仅有少数炼厂能生产符合车用标准的LPG。如以每辆车年行驶里程5104 km 计，改装10 万辆天然气汽车，每年可以替代油品100 万t。美国能源部近期公布的年度能源预测中指出，未来20 年里，世界能源需求将以每年1.8%的速度增长。石油需求增长的主要原因是全球交通运输用燃料的增长，预计2020 年交通运输用燃料将占全球石油需求的52%。从国家能源政策上看，发展CNG 产业，可调整燃料结构，减少对石油资源的依赖程度，减轻国家石油储备压力，有利于国家能源安全。发展代用燃料汽车的一个根本出发点就是降低石油资源消耗、平衡能源消费结构。2.5、 CNG市场风险分析2.5.1改装CNG 车辆动力性下40、降 由于天然气和空气的混合气热值低, 混合气火焰传播速度较慢, 后燃严重, 排气温度高, 以及为防止爆燃而采用的较低压缩比, 会使改装后的发动机功率下降, 动力性不足, 爬坡能力大大受限（）。尽管天然气汽车推广应用工程已经运行数年, 但是迄今为止, 我国燃气汽车一直局限于城市公交车和出租车, 而往返于城市之间的客运车辆还没有改装为燃用天然气的先例。尤其是目前柴油车改装技术还不成熟, 而往返于城市之间的客运车辆主要是柴油车, 致使这些车辆进行燃气化改造一直无法推广。另外, 有些改装厂技术不过关, 同样也会对改装后车辆的动力性造成影响。动力性下降成为制约在用车辆改装成天然气车辆的主要因素, 33%41、 的驾驶员主要是担心改装后车辆的动力不足而放弃改装。因此必须采取相应的技术手段, 完善改装技术, 才能达到改装后在保证原发动机功率不下降前提下, 充分发挥天然气车辆节能、环保、降低成本的优势, 否则将会适得其反。2.5.2加气站网络化建设不完善 从全省范围看, 制约CNG 汽车区域化运行的另一个主要因素是加气站数量太少, 加气不方便。由于CNG汽车的续驶里程有限, 需要频繁加气, 但是目前加气站数量偏少, 很多县区只有一个加气站, 需要排队加气, 有的甚至没有加气站, 这给加气带来很大的不便, 所以有19% 的驾驶员宁愿花大成本烧油也不愿意烧气。2.5.3车用CNG价格上涨可能 随着燃气汽车的42、发展, 对燃气的消耗量越来越多, 12%的驾驶员担心气价也会随着上涨。这种担心并非没有根据, 2005 年12 月26日, 国家发展和改革委员会做出在全国范围内适当提高天然气出厂价格的决定, 随之而来的是各地车用CNG 价格陆续上涨。广大CNG 汽车用户油改气的初衷主要是天然气价格远远低于汽油的价格, 烧气可以节约成本,因此如果缺乏经济利益驱动, 在用车辆油改气工作将不会顺利开展。2.5.4车辆改装费用和CNG 专用配件价格偏高 目前长途客运车辆基本都是柴油车, 而柴油车的改装费用比较高。80% 的驾驶员认为改装费用为2 000 3 000元比较容易接受, 甚至有一部分驾驶员希望能够给予一定的43、改装费补贴。燃气装置的零部件的更换成本太高, 互换性差, CNG 专用装置的销售点少, 购买不方便。这些都成为制约在用车辆改装的因素。2.5.5安全隐患加大 由于天然气是高压储存的, 改装以后安全隐患加大。尤其是近年来出现的几起安全事故, 给人们敲响了警钟, 很多驾驶员不愿意冒这个风险。第三章 资源条件评价3.1、资源开发利用的基本要求3.1.1符合资源总体开发规划要求 旺苍县天然气储量丰富，开发潜力巨大，应用前景广阔，加快推进天然气管线沿线民用天然气利用工程建设，是广元市大力实施资源转化战略，强力推进天然气资源就地利用，积极促进低碳经济发展，造福全市百姓的重点民生工程。近年来，广元市天然气管44、委会和广元市天然气公司大力实施“气化旺苍”项目，积极开发旺苍民用天然气，使得旺苍天然气用户达到了1100多户，有力地推动了旺苍县经济社会可持续发展。据预测，天然气将在2030年替代石油成为世界主要能源。天然气消费逐渐从发电、民用和服务业进入交通领域，液化设施和管道建设快速增加，到2020年，全球天然气平均运输距离将超过3000千米； 3.1.2符合资源综合利用要求 天然气利用政策中关于天然气利用领域和顺序第一类为优先类，其中包含天然气汽车（尤其是双燃料汽车），也就是我们CNG项目的服务对象。旺苍县政府鼓励投资的重点行业是高新技术产业、工业支柱产业、农业产业化、矿产资源开发、旅游开发、生态环保、45、基础设施及出口创汇产品等。3.1.3符合节约资源和可持续发展的要求 “十二五”能源发展要点：“十二五”是攻坚任务能否完成的关键期：2030年前的20年，是我国能源体系转型的攻坚期；2050年前的40年，是我国能源体系的转型期，到那时，我国将拥有可持续发展的现代能源体系。低碳化是“十二五”能源发展的重要特征。2009年9月22日，胡锦涛主席在联合国气候变化峰会开幕式上提出，争取2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。2009年12月18日，温家宝总理在哥本哈根联合国气候大会领导人会议上宣布，到2020年我国单位国内生产总值二氧化碳排放要比2005年下降40%45%。“十二五”要把上46、述两个重要指标，作为抓好能源发展的重要方向，齐心协力抓好各项政策措施落实，为完成两个指标打下坚实基础。十二五规划建议中的第十五条：加强现代能源产业和综合运输体系建设。推动能源生产和利用方式变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。加快新能源开发，推进传统能源清洁高效利用，在保护生态的前提下积极发展水电，在确保安全的基础上高效发展核电，加强电网建设，发展智能电网，完善油气管网，扩大油气战略储备。按照适度超前原则，统筹各种运输方式发展，构建便捷、安全、高效的综合运输体系。3.1.4资源储量和品质的勘探深度应达到规定要求广元市天然气储量丰富，到2008年底，全市天然气探明储量已达2300 47、亿立方米，预计到2010 年，天然气探明储量将达到4000 亿立方米以上。其中，位于广元市旺苍、苍溪境内的中石油九龙山区块已上报探明储量2000 亿立方米。九龙山一口井在今年1 月试气喜获重大突破，无阻流量达1001 万立方米、日测试产量达241 万立方米，单井测试产量进入国内前五名；九龙山另一口井在3 月试气又获丰收，无阻流量达225万立方米，日测试产量达112万立方米。2009中石油决定今年在“九龙山北”开展覆盖面积达900km2的三维物探工程，这进一步证明了该地区具有富集的天然气资源。勘探资料表明九龙山区块天然气探明储量在1080亿m3以上。中石油投资3.8亿建设的九龙山广元输气干线工程48、（一期）已于2008年11月19日正式通气，从此结束了广元外用天然气的历史。二期工程旺苍县白水镇至广元工程也即将开工建设。今年5 月在旺苍县境内实施850km2 的九龙山北地震三维物探工程，力争获得更多的天然气探明储量。证明旺苍县的天然气储量是相当丰富的。3.2、资源评价3.2.1资源开发的合理性 天然气成分以CH4为主，其加压后可以作为优质的汽车燃料，其具有价格低、污染物少、运行安全的特点，所以天然气作为汽车燃料具有广阔的市场前景。能源结构在可预见的未来，主体将是“清洁能源”天然气，为天然气的综合利用带来了历史性的发展机遇。从转化前景看，天然气具备多次加工、转化的优越属性，综合利用领域包括民49、用燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。3.2.2资源自然品质 旺苍县的白水镇和尚武镇均有天然气管道通过，开有天然气口。该县的天然气含硫量较低。3.2.3资源赋存条件旺苍县土质为白垩系苍溪组与白龙组的砂岩，泥岩互层，无地质灾害发育，无矿床资源压履；地下为基岩裂隙水和土壤孔隙水，无暗沟、河、溶洞，地层稳固。 天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，主要成分为甲烷，比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。3.2.4资源开发价值 加气母站通过市政天然气管道直接取气，经过脱硫、脱水等工艺后进行压缩，为压缩天然气气瓶车加气，再运至压缩天然气子站为天然气汽车加气，或运至压缩天然气瓶组供应站为城镇燃气50、输配管网供气。母站也兼具备通过加气机给天然气汽车加气的功能。一般情况下，母站的加气量为2 500-4 000 m3h。天然气汽车加气单价目前为4元/m3，通常情况下，一个CNG加气站每天可以为至少80辆CNG汽车加气，总共加气量大约为8000 m3，则每日的收入为32000元。四川省广元市大工业用电电价为0.645元/千瓦时，平均每日耗电为800千瓦时，则电费成本为516元，售气收入与电费支出之差为31484元。而新建一个CNG加气母站大约需要成本为1000万元。第四章 建设规模与生产方案4.1、 建设规模方案选择4.1.1合理的经济规模 十陵CNG加气母站是四川省最大的CNG加气母站，该CN51、G加气母站满负荷运转每天至少可压缩天然气30万立方米，按照每辆出租车一次加10立方米气计算，可满足全成都1万余辆出租车每天加3次气，可满足15座加气子站的用气需求。项目投资约5600万元。 由重庆燃气集团修建的一加气母站设计日供气量10万立方米，该项目投资1200万。 本项目预计日供气量在15万立方米之间。4.1.2市场容量对项目规模的影响 四川在天然气使用量和普及率以及使用历史等方面均居全国第一，只有甘、阿、凉“三州”和攀枝花市还未使用管网天然气. 四川天然气消费结构：城市燃气40.8%（其中CNG汽车7%）、工业燃料18.3%、发电1.8%、化工39.1%。 长期以来，广元市城区存在CNG52、汽车加气难的现象。目前市区共有CNG汽车2500余辆，其中公交车217辆，出租车554辆，环卫车10辆，线路客运车485辆，单位及私家车1300余辆。而广元市城区目前已建成雪峰、河西、东城、南河4座CNG加气站，设计总供气能力达8.2万立方米/日，目前实际供气量为5.57万立方米/日。随着广元城市的发展和CNG汽车不断增加，初步规划在“十二五”市城区CNG总需求将达15万立方米/日。因此本项目首先可消化广元市部分需求，在此基础上再外运给CNG子站。4.1.3环境容量对项目规模的影响 广元是全国十大资源城市之一。目前广元市内有三条管道：从九龙山至苍溪的高压输气管55公里，设计压力6.4MPa,管53、径168；县域内长输管线还有：龙王苍溪长输管42公里，设计压力4.0 MPa,管径133；三川五龙输气管6.8公里，设计压力2.5MPa,管径76；锻压板元坝输气管5.5公里，设计压力4.0MPa,管径108。 分布在苍 、旺苍两县的九龙山区块目前矿权面积200KM2；探明储量1080亿M3；布井21口。九龙山气田产能达80万立方米/日；九（龙山）广（元）输气干线，日输气能力达150万立方米。4.1.4资金以及主要外部协作条件等对项目规模的满足程度 母子站投资较大，本单位融资能力强，一期工程投资建母站，二期工程投资建子站。建设资金其中30自筹，70来自银行贷款。与其他子站合作时，其关键是要掌握54、好母站、子站气价之差的杠杆，按照市场经济规律，运用经济手段，调节好母子站生产与销售的供需关系。综上所述，对于一个城市来说，建多少序母站，配套多少子站，这要根据城市天然气汽车的总量和车流分布，因地制宜。以西安为例，政府计划在2006年以前，建设母站56座，与母站相配套的子站30座，转运拖车约60台。至2003年6月中旬，西安市已规划定点母站4座，配套子站24座。目前正在办理母子站的用地手续，其中两个母站已完成初步设计，不久即可动工兴建。上述舰划定点的母子站一旦建成，西安的天然气汽车就会有一个大的发展。母站的产气量究竟要多大，这要考虑投资者的资本状况和配套子站的多少。对中小城市而言，一个母站配套355、5个子站为宜，对大中城市而言，根据天然气汽车状况可适当提高这一比例，以增加母子站的营运效益。本项目计划日供气量在1520万立方米之间，母站气源首先供给给广元市，并销往45个子站。4.2、 产品方案选择4.2.1市场需求四川已将天然气汽车推广应用到19个市(州)，覆盖80个县(市、区)，建成CNG(压缩天然气)加气站190座，每座加气站加气量约(1.51.8)104 m3/d。道路运输行业CNG汽车的推广应用情况，截止2010年6月，全省CNG超过6万辆，客运车辆8251辆，CNG货运汽车9386辆，CNG公共汽车12785辆，CNG教练车9916辆，CNG出租汽车23933辆，驾驶培训模拟器256、415台。广元市城区目前已建成雪峰、河西、东城、南河4座CNG加气站，设计总供气能力达8.2万立方米/日，目前实际供气量为5.57万立方米/日。随着广元城市的发展和CNG汽车不断增加，初步规划在“十二五”市城区CNG总需求将达15万立方米/日。因此本项目首先可消化广元市部分需求，在此基础上再外运给CNG子站。4.2.2产业政策产业结构调整指导提到：燃气汽车加气站工程为鼓励类产业。天然气利用政策将天然气的利用分为四类：优先类、允许类、限制类和禁止类。天然气汽车（尤其是双燃料汽车）为优先类。四川省“十一五”清洁汽车产业发展规划提出：重点抓好天然气汽车的推广应用，加大力度，重点推动长途客车、长途货车57、旅游客车、商务车推广为天然气汽车，扩大天然气汽车推广应用区域。在成渝、成广、成乐、成雅、成南高速公路部分服务区和成都三环、外环高速公路进出口有条件的地方，利用现有场地，在确保安全的前提下有计划地建设一批CNG加气站或LNG站，进一步完善四川CNG（LNG）加气站网络建设。在南充、泸州、广安、德阳、遂宁等市建设单燃料天然气汽车推广应用示范区，逐步将具备条件的公交车、出租车推广为单燃料天然气汽车。通过外引内联，在成都、德阳、乐山、南充等市进一步提升柴油天然气双燃料汽车应用水平，逐步扩大在中短途客运、货运车等柴油车中推广柴油天然气混燃技术。建成清洁汽车大省，成为中国清洁汽车规模最大、门类齐全、水平58、一流的产业基地。在南充、泸州、广安、德阳、遂宁等市建设单燃料天然气汽车推广应用示范区，逐步将具备条件的公交车、出租车推广为单燃料天然气汽车。通过外引内联，在成都、德阳、乐山、南充等市进一步提升柴油天然气双燃料汽车应用水平，逐步扩大在中短途客运、货运车等柴油车中推广柴油天然气混燃技术。4.2.3专业化协作四川省大力发展清洁汽车产业，其目标是将四川建成清洁汽车大省，成为中国清洁汽车规模最大、门类齐全、水平一流的产业基地。其发展方向和重点为：4.2.3.1加快天然气汽车产业发展重点抓好天然气汽车的推广应用。加大力度，重点推动长途客车、长途货车、旅游客车、商务车推广为天然气汽车，扩大天然气汽车推广应用59、区域。加快单燃料天然气汽车的开发。在南充、泸州、广安、德阳、遂宁等市建设单燃料天然气汽车推广应用示范区，逐步将具备条件的公交车、出租车推广为单燃料天然气汽车。4.2.3.2努力推进清洁汽车装备制造基地建设推进成都天然气汽车装备基地和CNG 科技园建设。发挥成都科技、研发和制造优势，积极推进集CNG加气站建设、新型天然气汽车转换装置开发、智能售气机生产、天然气汽车技术研究为一体的CNG 科技园建设。建设自贡CNG装备生产基地和CNG产业园区。在自贡市建设CNG 加气站新型装备生产、地下储气井研发基地。大力推进南充天然气单燃料发动机及天然气汽车开发基地建设。CNG项目的建设无疑为清洁汽车的推广提供60、的保障，而四川省清洁汽车产业的大力发展也必将带动CNG的消费量，为CNG项目带来巨大的机遇。4.2.4环境条件4.2.4.1母站位置的选择需遵照以下原则母站的选址必须服从区域总体规划的用地安排；站址与周围建构筑物的防火间距必须符合现行的国家标准汽车用燃气加气站技术规范（CJJ842000）、建筑设计防火规范GBJl687的规定，并应远离居民稠密区、大型公共建筑、重要物质仓库以及通讯和交通枢纽等设施；站址应具有适宜的地形、工程地质、供电和给排水等条件，交通方便；CNG站应少占农田；5)靠近高压气源。4.2.4.2广元工业园情况苍溪县城市总体规划确定城市空间布局结构仍为：“一城三区九组团”，规划区61、为“三区”之一，位于城市最南面的天然气工业园。规划区位于广元市苍溪县城南端约5公里处，嘉陵江穿规划区东绕而下，在建的广南高速、兰渝铁路从园区西侧通过。规划区范围总用地14.6平方公里，其中可建设用地为9.5平方公里，占规划区总用地的65.07%。按照功能分区的要求及园区用地布置的特点，规划一区用地为起步区，是以天然气勘探配套加工为主的一般工业区，二区是以天然气综合利用产业为主的专业工业园。其中一区一般工业用地157.47公顷，二区天然气综合利用产业工业用地317.95公顷。目前，工业园的对外交通联系还比较薄弱，仅通过园区右侧的212国道与外界取得交通联系，该路宽18米，水泥混凝土路面，路况较好62、；园区周边尚有苍溪剑阁、苍溪巴中等多条县级公路，道路等级低，路况较差，道路利用率较低。工业园西侧目前在建兰海高速公路，并在园区西北端王家湾附近设有一处互通式立交。该工程已在2008年开工，预计在2010年建成通车，该路的建成将极大的改善工业园的外部交通条件，为该区的发展奠定良好的基础。4.2.5原材料燃料供应据广元市天然气化工产业发展规划报告，广元市境内中石油勘探的九龙山区块、龙岗西区块和中石化勘探的元坝区块均蕴藏着极为富集的天然气资源。 目前，广元市天然气产能已形成一定规模， 2010年日产气量可达340万立方米。九龙山至广元试采输气干线一期工程将于11月19日竣工通气。现广元市境内已建成两63、条输气管线，年输气能力8亿立方米；途径广元市的川东北川西输气联络工程即将实施，建成后将成为广元市的第三条输气管线，年输气规模可达30亿立方米以上。因此广元市天然气气源充足。4.2.6技术设备条件4.2.6.1加气母站工艺流程脱硫装置压缩天然气压缩机过滤、计量气源平衡网售气机储气库压缩天然气干燥剂子站运输车压缩天然气车根据现行国家标准车用压缩天然气(GBl80472000)和汽车加油加气站设计与施工规范(GB501562002)的规定，CNG加气站的工艺流程应包括以下几个部分：原料天然气气质处理(脱硫、脱水、过滤)：2)计量及调压；天然气增压；高压天然气储存及分配；天然气充装。上述工艺流程的变化64、主要根据不同的脱水方式来确定。CNG站可采用两种工艺流程方案，一种师前置脱水，一种是后置脱水。以前置脱水为例，原料天然气进站后，先经过滤、计量，经调压装置稳定压力后进入缓冲罐，再进入前置脱水装置进行深度脱水，使露点不高于一54(常压下)，脱水后的天然气进入压缩机，经四级增压，达到25 MPa。经压缩机压缩后的高压天然气有以下几个去向：1)如果站内有拖车及普通汽车加气，天然气直接经加气柱及加气机进入拖车上的集气管束，或普通汽车上的车载气瓶，当瓶内的压力达到20 MPa时，自动关闭充气阀门，再将站内储气井压力升高到25 MPa，然后自动停机；2)如果站内无拖车加气，而仅有普通汽车加气，则可直接向汽65、车加气。当车载储气瓶内的压力达到20 MPa时，自动关闭充气阀门，将站内储气井压力升到25 MPa，然后自动停机；3)如果站内无拖车及普通汽车加气，可将站内储气井压力升高到25 MPa，然后自动停机。普通汽车加气时，首先使用储气井内的储存天然气给汽车加气，如果储气井内的压力过低，则启动压缩机给汽车直接加气。4.2.6.2设备选择北京市建设与营运的母子站实践表明，对于加气母站来讲，使用进口大排量压缩机组，从设备资金投入、运行可靠性、维护成本和设备安装及土建成本等综合成本考虑，在市场因素确定后，使用1台大排量的进口压缩机组的运营费用较使用多台国产机组的费用更为低廉。对于转运拖车，河北邯郸新兴石油化66、工机械有限公司和河北廊坊新奥集团己研制开发成功，价格比进口的便宜，已供应市场。美国CPI公司、南韩NK公司的拖车产品在国内市场电有一定的份额。4.2.7储运条件实践已经证明，在进行大规模天然气输送时，管道输送是最为经济和高效的输送方式。但由于输气干线的建设受城市气化条件、经济实力、用户气价承受能力等综合因素的制约，长输管道只能向沿线城镇供气，而不能满足对管线周边中小规模城镇的天然气供应。CNG拉运作为天然气管道输送的有效补充，具有投资少、工期短、输送便利等优点，可以使一些未连通天然气管道的城镇尽早用上天然气，对天然气市场的发展具有积极的推动作用，合理的选择运距才能发挥CNG的优势，运距的长短对67、项目的盈利起到了绝对性作用。第五章 场址选择5.1.场址位置广元天然气资源十分丰富，全市境内目前已发现三大天然气富集气田，分别是广元九龙山气田、广元元坝气田和广元龙岗西气田。随着广元地区天然气探明储量增长迅速，为天然气的利用创造了良好的资源条件，如何合理利用天然气资源，将其资源优势转化为经济优势，加快广元天然气产业的发展，已成为广元“工业强市”的重要课题。根据四川省政府关于实施工业强省战略的决定及四川省加快工业园区发展指导意见的相关指示，广元市委市政府提出了大力实施资源转化战略，建设“广元市天然气综合利用工业园区”的重大决策，组建了市天然气综合利用工业园区管委会。因此，将场址设于四川省广元市苍68、溪县天然气工业园区内，有利于广元市天然气工业园建设，有利于广元市天然气行业资源的有效、合理利用。5.2.占地面积5.2.1同类项目参照常州春江CNG加气母站建设规模为一期20104Nm3/d，二期10104Nm3/d，目标市场为满足常州、江阴市周边地区的居民用户、商业公建、工业用户、燃气汽车用户等用气需求。气源均为川气东送管道气，气质符合国家标准二类气要求。主要工艺为天然气经脱水、缓冲后，增压至25MPa，通过加气柱向CNG槽车充气。常州春江CNG加气母站占地面积为7852m2，位于常州市春江镇灵青河以南，春江分输站西侧。5.2.2拟建CNG加气母站规模及主要建筑物、设备组成本项目预计日供气量69、在15万立方米。设备组成为计量调压机组、净化脱硫机组、压缩机组、脱水设备、进气缓冲设备、大型储气罐、加气柱等。主要建筑物为控制室、压缩机房、装配台棚、配电房等。下图为CNG加气母站示意图：通过以上两点的参考，预计需要占用面积为6000-6500平米。5.3.工程地质水文气象条件5.3.1工程地质条件5.3.1.1地形地貌园区内属深丘宽谷地貌，地形比较复杂，呈台地、滩地、冲沟等多种地貌。由水平岩层组成，砂岩盖顶，丘体成阶梯状。嘉陵江从地块的西北端顺东缘流向东南端，既有利生产布局及给排水布管网，又能抵御百年一遇的洪水。5.3.1.2高程及坡度分析胡家梁片区建设场地为三面濒江，一面临山地貌，用地呈两70、大块台地状及滩地等多种地貌，西北端台地高程430-465米，东南端台地高程371-410米，临江用地多为河滩地，地势较低，高程356-371米。古梁村片区建设场地为三面濒江地貌，用地呈三块台地状及多条冲沟状，东北端台地高程460-490米，东南端台地高程400-440米，西侧台地高程370-400米。5.3.1.3地质灾害评估园区土质为白垩系苍溪组与白龙组的砂岩，泥岩互层，无地质灾害发育，无矿床资源压履；地下为基岩裂隙水和土壤孔隙水，无暗沟、河、溶洞；不属于地震区域，地层稳固。园区（广元市天然气工业园）的选址及建设须在地质灾害评估后，根据地质灾害评估报告的建议和结论予以实施。5.3.2水文地质71、条件境内河流多年平均径流量237.49亿立方米 。嘉陵江最枯年平均径流量260m3/s，最大年平均径流量1100m3/s，多年平均径流量619m3/s。地下水资源较贫乏，主要为基岩裂隙水和土壤孔隙水。园区上游有亭子口电站、苍溪航电站，下游沙溪航电站距规划区最南段10公里。根据四川省嘉陵江沙溪电航枢纽工程初步设计报告数据，百年一遇洪水位在温家坝为373.53米，百利寺为374.21米。作为嘉陵江沿岸的重大项目，根据广元市天然气化工产业发展规划 ，园区的建设防洪水位必须达到百年一遇。5.3.3气象条件苍溪县属于中亚热带湿润性季风气候区。冬暖夏热，日、年温差较小，年平均最高气温为16.6，极端最高气72、温为39.2， 年平均雨量为997毫米；平均总云量为7.8成，平均低云量为4成；日照时数年平均为1395小时；以西北风为主，最大风力八级。5.3.4地震情况根据国家地震局、建设部的震发办(1992)160号文件及中国地震烈度区划图(1990)，该地区抗震设防地震动峰值加速度为0.05g，抗震设防烈度度。但四川汶川“5.12”地震中该地区属于地震灾区之一，尽管灾情较轻，也应引起足够的重视，适时开展地质灾害的评价工作。5.4.交通运输条件5.4.1公路条件目前，工业园的对外交通联系还比较薄弱，仅通过园区右侧的212国道与外界取得交通联系，该路宽18米，水泥混凝土路面，路况较好；园区周边尚有苍溪剑阁73、苍溪巴中等多条县级公路，道路等级低，路况较差，道路利用率较低。工业园西侧目前正在建兰海高速公路，并在园区西北端王家湾附近设有一处互通式立交。该工程已在2008年开工，预计在2010年建成通车，该路的建成将极大的改善工业园的外部交通条件，为该区的发展奠定良好的基础。5.4.2铁路条件正在修建的兰渝铁路从工业园西侧穿过，待建的火车站位于杨家坝片区北端庙娅附近，距园区约10公里。此次规划结合张家坝港区铁路专用线的布置，拟对该铁路专用线向南进行延伸，作为工业园铁路专用线。5.4.3水路港口条件按照当地规划，广元港将建成袁家坝、昭化、红岩、张家坝等四个主港区和11个作业区，港口年吞吐能力可达到103074、万吨，60万标箱，客运可达36万人次，其中张家坝港区位于苍溪县江南片区西南端。此次规划考虑园区危险品货物运输的需要，拟在张家坝作业区规划一处危险品货运港区，为工业园水路运输提供有利条件。5.5.水电气等供应条件5.5.1供水条件5.5.1.1园区水源及城市水厂供水现状嘉陵江穿苍溪县城而过，是城市的主要水源地。嘉陵江径流主要来源于降水，其次为地下水和融雪水补给。径流年内变化与降水量基本一致，年内年际变化较大。多年平均流量598立方米/秒，平均径流量189亿立方米，年平均径流深为309毫米。目前嘉陵江苍溪段上游正在建设亭子口电站，该电站对嘉陵江水量具有季节及相对年调节能力。从嘉陵江水资源总量来看，75、可满足苍溪市远期甚至远景发展用水需要，可作为城市主水源地。苍溪城市现有自来水厂一座，位于汉古街，设计规模25000立方米/日，大部分以重力流供水；城市北部局部及江南高地，加压后由高位水池供水。水厂水源为嘉陵江。根据总体规划，苍溪县城市水厂将扩大规模为12万立方米/日，有足够的余量满足天然气工业园的生活用水需要。5.5.1.2园区供水规划园区采用分质供水：生产给水系统（与低压消防给水采用同一系统）和生活给水系统。5.5.1.3生产给水园区一、二区生产用水总量达24万m3/日，鉴于苍溪城市水厂无法满足用水量需要，且生产水质可与生活水质不同，同时考虑苍溪城市沿嘉陵江带状布局的特点，规划在园区一区自建76、净水厂一座，占地面积10.0公顷。一区设计规模12万m3/日，二区设计规模达12万m3/日，取嘉陵江水为水源，取水点上移至一期园区嘉陵江上游，避开所有污染源。水质达石油化工给水排水水质标准（SH3099-2000）中生产给水的水质标准。5.5.1.4生活给水园区生活给水系统水源为苍溪县城市自来水管网，为生产配套的生活用水一、二区总量为0.24万吨/日，从园区一区北部引DN200管直接向园区供生活用水，水质符合生活饮用水卫生标准（GB5749-85）。5.5.2供电条件5.5.2.1当地及园区供电现状苍溪电源点情况：（1）东河流域六级梯级小水电开发，装机容量共计6万kW，分别在县城110kV变电77、站、岳东110kV变电站上网，到现在已经建成3级电站，另外3级将在2009年建成；（2）苍溪航电站，位于苍溪县城上游1公里处，装机容量共计6.6万kW，预计2010年建成，在县城110kV变电站上网；（3）亭子口水电站，位于苍溪县城上游10公里处，装机容量共计110万kW，预计2014年建成，以500kV电压等级上网连通广元500kV变电站；（4）苍溪220kV变电站，将于2009年建成；（5）广元500kV变电站 。园区可用供电电源：（1）110KV变电站2座（苍溪站和岳东站），电源来自于广元旺苍220KV站，与广元网形成环网；（2）苍溪220KV站，电源来自广元500KV站和旺苍220KV78、站，与广元220KV网形成环网；（3）国网新建220KV站，电源来自广元500KV站和旺苍220KV站，可与广元220KV网形成环网。 5.5.2.2园区供电电源规划根据广元市天然气化工产业发展规划，热电站一期发电能力为250MW，自用电32MW，可外供电68MW，热电站一二区合计发电能力200MW，自用电77MW，可外供电123MW。园区一区总用电负荷180.433MW，其中热电站自用电32 MW，热电站供电68MW，电力系统供电80.433MW；园区一二区总用电负荷348.699MW，其中热电站自用电77 MW，热电站供电123MW，电力系统供电148.699MW。若考虑到热电站发电能力最79、大的1台发电机故障和检修因数，园区与系统最大的交换容量为248.699MW，园区受电电压为220kV。5.5.2.3园区变电站规划a.220kV总变电站规划在二区东侧建220kV总变电站一座，两回220kV电源分别来自于广元旺苍220kV变电站和广元500kV变电站。总变电站装机容量为3180MVA（其中一期2台，二期增加1台），电压等级为220kV/110kV。220kV系统主接线采用双母线接线，110kV系统主接线采用双母线分段，自备热电站以110kV与系统连接。因园区用电负荷较大，规划园区内配电电压为110kV，各装置的配电电压为10kV。b.110kV变电站规划在一区设110kV变电站80、一座，装机容量为350MVA，主供一期园区工业用电；规划在二区内设110kV变电站三座，装机容量为350MVA，供二区工业用电。5.5.3供气条件5.5.3.1当地供气现状苍溪县目前气源均来自中石油西南油田分公司川西北气矿梓潼作业区九龙山气井，现已建和在建气井20余口，天然气储量极为丰富。全县除主城区用气外，五龙镇、元坝镇、三川镇、龙王镇、新观镇等城镇也已用气。截止2008年，苍溪全县用气人口8万余人， 2008年全县总供气1200 x104Nm3/d，日供气量3.3 x104Nm3/d，日均最大供气7 x104Nm3/d，暂无工业用气。人均用气量0.33 Nm3/d 。主城区建有配气站一座，81、设计规模6 x 104Nm3/d，为中压一级供气。另中石油已建有从九龙山至苍溪的高压输气管55公里，设计压力6.4MPa,管径168；县域内长输管线还有：龙王苍溪长输管42公里，设计压力4.0 MPa,管径133；三川五龙输气管6.8公里，设计压力2.5MPa,管径76；锻压板元坝输气管5.5公里，设计压力4.0MPa,管径108。5.5.3.2气源规划主要以广元市境内的九龙山区块、龙岗西区块以及元坝区块的天然气井作为气源。据广元市天然气化工产业发展规划报告，广元市境内中石油勘探的九龙山区块、龙岗西区块和中石化勘探的元坝区块均蕴藏着极为富集的天然气资源。 目前，广元市天然气产能已形成一定规模，82、2008年日产气量可达140万立方米，预计2009年日产气量可达240万立方米，2010年日产气量可达340万立方米。九龙山至广元试采输气干线一期工程将于11月19日竣工通气。现广元市境内已建成两条输气管线，年输气能力8亿立方米；途径广元市的川东北川西输气联络工程即将实施，建成后将成为广元市的第三条输气管线，年输气规模可达30亿立方米以上。5.5.3.3园区配气站及管线规划规划工业园内生产用气量及燃料用气均由中石油、中石化统一计划供给。规划在园区东侧建天然气配气站一座，由广元气井引高压输气管至园区配气站，由园区配气站供各企业原料用气及热电厂燃料用气。5.6.环境保护条件5.6.1环境容量苍溪有83、良好的生态环境和自然资源，目前环境容量较大。污染物总量控制指标为（广环发200633号）：COD排放量2470吨、氨氮排放量143吨、SO2排放量720吨；苍溪红军渡AAA风景区、县城饮用水源地、陵江镇等保护目标均在拟建园区上游，园区周围无环境影响敏感目标。嘉陵江地表水水域环境功能类别：III，水域范围：朝天清风峡至苍溪涧溪口出境；环境空气质量功能区类别：二级标准；城市区域环境噪声标准适用区划分：工业园区执行3类标准。污水排放执行污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准，废水经处理达标后排入河流，接纳水体为嘉陵江。5.6.2排水系统容量 5.6.2.1污水处理厂规划根据用地布局规划及84、道路竖向规划，尽量采用重力流排除园区污水。考虑园区分期建设的时叙，为解决近期工业园一区企业污染问题，规划在一区用地南部下游建小型污水处理站，规模0.9万吨/日；随着二期园区的上马建设，规划在二区南部建工业污水处理厂1座，规模1.3万吨/日，占地面积1.2公顷，处理二区内的生产污水、各装置循环冷却水系统和除盐水系统排出的清废水、受污染雨水以及生活污水。生活污水经化粪池处理后直接排入污水处理厂处理；生产污水各企业需自行一级预处理后，达污水综合排放标准（GB8978-1996）中三级标准后，方可送园区污水处理厂集中处理。园区内因规划项目较多，水量水质变化较大，在污水处理厂内宜设置调节池，进行充分的混85、合。各类污水经污水厂集中处理后，达污水综合排放标准（GB8978-1996）中一级A标准，后排入嘉陵江。5.6.2.2园区生产污水排放系统为接纳园区各生产装置排出的生产污水，污染地面冲洗水、初期污染雨水及污染消防水。园区一区生产污水量350m3/h，一、二区合计生产污水量850m3/h。生产污水水质达污水综合排放标准（8978-1996）中三级标准后，排入园区污水干管，送污水厂处理。5.6.2.3总结CNG加气母站进行生产的过程中，排放的废料主要是少量废气、脱硫净化天然气所产生的硫化物以及天然气深度脱水缩产生的废水，对环境容量的要求不高。当地的环境容量以及园区内污水排放系统完全可以满足CNG加86、气母站的生产需求。5.7.政策支持条件5.7.1新36条中对民营天然气行业准入资格的确认国务院鼓励引导民间资本进入公用事业领域鼓励民间资本参与石油天然气建设。支持民间资本进入油气勘探开发领域，与国有石油企业合作开展油气勘探开发。支持民间资本参股建设原油、天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络。5.7.2天然气利用政策天然气利用领域和顺序第一类：优先类天然气汽车（尤其是双燃料汽车）保障措施：搞好供需平衡。国家发展和改革委员会负责调控天然气消费总量，力争供需总量基本平衡，推动资源、运输、市场协调有序发展。5.7.3十二五规划建议加强现代能源产业和综合运输体系建设。推动能源生产和利用方式变革，构建87、安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。加快新能源开发，推进传统能源清洁高效利用，在保护生态的前提下积极发展水电，在确保安全的基础上高效发展核电，加强电网建设，发展智能电网，完善油气管网，扩大油气战略储备。5.7.4四川省“十一五”清洁汽车产业发展规划重点抓好天然气汽车的推广应用，加大力度，重点推动长途客车、长途货车、旅游客车、商务车推广为天然气汽车，扩大天然气汽车推广应用区域。在成渝、成广、成乐、成雅、成南高速公路部分服务区和成都三环、外环高速公路进出口有条件的地方，利用现有场地，在确保安全的前提下有计划地建设一批CNG加气站或LNG站，进一步完善四川CNG（LNG）加气站网络建设。5.888、.生活设施依托条件园区范围内现状用地以陵江镇村民居住用地及种植地为主。公共设施用地有陵江镇镇水小学、镇水村村委会、镇水卫生院、百利小学、金花小学、胡家梁卫生所、解放村村委、解放村小学等；工业用地有古梁村砖厂、已征工业用地；市政设施有检测站、苍溪县嘉陵水库管理站等。另有嘉陵水库位于胡家梁北端。第六章 技术方案、设备方案和工程方案6.1工艺流程与设备选型6.1.1母站6.1.1.1工艺流程整个系统分组设计，每组间加气主管有机相联，组间设有阀门。可单组也可同时运行。以本工程设计规模为一组，预留发展余地。a)压缩系统天然气以1OO-150兆帕进站，经过滤、计量、加臭、调压至100兆帕后，进入缓冲罐；再89、进入压缩机加压：加压后的气体经高压脱水装置干燥处理，处理后的天然气通过加气柱加入罐车。b)再生系统采用高压再生：压缩后的天然气经高压脱水装置深度脱水以达到-55度的露点；干燥器填料饱和后需用天然气再生。本设计为安全、稳定、连续再生，直接取高压脱水装置出口净气经稳压器后进入干燥器，再生气经分离计量后回于压缩机前。c)冷却系统采用混冷方式d）水分析仪高压再生器成品气出口引出气样，进入水分析仪的一次取样器，转化为电信号后传入二次分析仪。6.1.1.2监控系统本工程采用压缩机自动监控系统，对进站的压力、流量和压缩机各级压力温度、脱水装置后的水含量、再生气的压力温度流量、加气过程中的压力和加气量进行自动90、监测、记录、和控制。主要监控点：a)进站管线进站压力监控：当进站压力超过设定值，计算机自动报警，关断进站电磁阀并作自动记录。自动计量：自动记录进站任意、累计流量，当流量超过设定流量，计算机自动报警，关断进站电磁阀并作自动记录。b)压缩区自动般挣：监测压缩机各级压力、温度、脱水装置后的水含量、再牛调压器后的压力，在超过设定值时，系统自动报警、并停机，自动记录。c)加气区自动监控记录：自动记录加气柱对每车次罐车的加气压力和加气量，当罐车压力达到设定值时自动关闭电磁阀；6.1.1.3工艺计算与设各选型a）基本参数进气压力：1OOMpa设计压力：压缩机前工艺系统设计压力：250MPa；压缩机后工艺系统91、设计压力：25OOMpa再生气系统设计压力：250Mpa设计温度：最高设计温度： 4500最低设计温度： -500进站天然气温度：25OO充装温度：3500工艺管道设计流速进站管设计流速：20OOms站内工艺管道设计流速：5OOms再生气管线设计流速：5OOmsb）压缩机压缩机排量选择有2种方法：方法一，按规范和经验进行计算CNG母站压缩机工作时间应按10-12小时计算，但扣除车辆往返时间，则要求压缩机小时总排量为8000Nm3h。方法二，按附图，根据调度工况进行计算可以认为，当h2h2时，母站充气时间不影响整体调度计划。充气所耽误时间与“子站与母站距离不为300Km的整数倍”这一因素平衡。因92、为h=6，所以取h2=3有5个子站，母站同时充5台车，充气量=5*4000=20000(Nm)充气速度(压缩机排量)=200003=7000(Nmh)选型结果选用进口压缩机4台，单机排量为2100 Nmh。压缩机主要技术参数如下：混合冷却方式介质：天然气(H2S15mgNm)进气压力：1OOMPa(表压)排气压力：25OOMPa(表压)供气量：2100 Nm3h轴功率：250KVA电机功率：300KVA额定电压：380Vc）处理装置一双塔式高压微热再生干燥器选用高压再生干燥器2台。该装置的主要技术参数为：工作压力：25MPa处理气量：5000 Nm3h再生耗气量：为工作气量5处理后的压缩天然气93、露点温度(常压)：-55C处理后的压缩天然气微尘含量：5mg/Nmd)调压计量装置采用计量柜，内设过滤器、流晕计。计算流量为10000Nmh。e)加气柱为罐车加气采用压力计量法加气柱，设2套罐车加气柱，其主要技术参数为：设计流量：4000 Nm3h最大工作压力：250MPaf）管径计算根据计算公式：Q=VS其中Q一流量(Nms) V一流速(ms) S一流通面积(m)经计算，进站总管管径为D2195，出气总管管径为D304以上设备：以1台缓冲罐、2台压缩机、1台高压脱水装置、1套再生系统为一组。6.1.1.4管道、管件及防腐a)管道、管件、阀门管道高压管道采用SS316不锈钢管，其技术性能符合G94、BT1497694的规定。排污、放散管道采用无缝钢管，材质为20号钢。其技术性能符合GB8163的规定。管件与连接管路连接采用焊接，高压管件均选用高压不锈钢管件；其它管路则采用20号钢压制管件。阀门工艺管路系统压力高，危险性大，阀门选择至关重要。所有非不锈钢管道及于材质原因，使用寿命短，难免泄漏。本设计选用美国BRAY高压不锈钢阀门，价格适中，质量有保障。b)防腐：所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，其中埋地管道采用环氧煤沥青特加强级防腐，地上管道(包括地沟内管道)采用氯磺化聚乙烯防腐涂料，作法为：底漆两道，中间漆两道，面漆两道。面漆色彩：天然气管道为黄色，冷却循环水管道为绿色，安95、全放散管道为红色，排污管为黑色，镀锌管道涂银粉。6.1.2子站6.1.2.1工艺流程母站罐车由拖车头送到子站就位后，拖挂空罐车返回母站，子站采用双线制供气。第一线路为直供线：利用罐车压力直接为汽车加气，子站缓冲罐为汽车补足200Mpa。第二路为加压线路：当缓冲罐压力小于220Mpa时，子站压缩机开启，抽取罐车内天然气补充缓冲罐压力至250Mpa。6.1.2.2工艺计算与设备选型a)压缩机子站压缩机进口压力变化在50-200Mpa之闻，目前国内尚无成熟机型。为保证成都市CNG子母站试点工程能成功运行，选用进口液压式压缩机，每站1台。单台平均排量为大于1 100Nmh电机功率为37KVAb)缓冲罐96、为避免压缩机频繁启动，需设出口缓冲罐。选用390m高压储气罐1组。c）售气机子站设置有4个标准车位，考虑到大车的加气间隙和小车加气的过程，本方案售气机选用2台双枪机型。d）管径计算根据计算公式：Q=VS其中Q一流量(Nm3s) V一流速(ms) S一流通面积(m2)经计算，压缩机、加气丰总管管径为D22x36.1.2.3管道、管件及防腐a)管道、管件、阀门口管道高压管道采用SS316不锈钢管，其技术性能符合GBT1497694的规定。排污、放散管道采用无缝钢管，材质为20#钢。其技术性能符合GB8163的规定。口管件与连接管路连接采用焊接高压管件均选用高乐不锈钢管件；其它管路则采用20#钢压制97、管件。口阀门工艺管路系统压力离，危险性大，阀门选择至关重要。国产高压阀门由于材质原因，使用寿命段，难免泄漏。本设计选用美国进口高压不锈钢阀门，价格适中，质量有保障。b）防腐：所有非不锈钢管道及管件均要求除锈后进行防腐处理，其中埋她管道采用环氧煤沥青特加强级防腐，地上管道(包括地沟内管道)采用氯磺化聚乙烯防腐涂料，作法为：底漆两道，中间漆两道，面漆两道。面漆色彩：天然气管道为黄色，安全救散管道为红色，排污管为黑色，镀锌管道涂银粉。6.1.3运输系统运输量为15.00万标准立方米日，当选用几何容积为180O立方米的罐车，一次运输有效容积为8000标准立方米，一日需往返38车次。a)罐车数量罐车数量98、的计算有2种方法：总运输车次38车次，而售气时问为150小时，按一车次往返用时2小时计算，理论上需罐车16辆：而考虑到罐车不可分割性和实际售气的不均匀性，最小需求量为罐车18量，拖头9台。计算过程见附图，每个子站只购2台车板，1个车头的最远服务距离压缩机排量：16000 Nmh10台车总运输量：10*4000=40000 Nm35台车充气时间：h2=4000016000=25小时因为h=6小时所以hl=(hh2)2=(625)2=175(小时)，取成2小时则最远距离Lmax=4*100=400(Km)b)罐车选型罐车选用：罐车用储气装爱有国产和进口两种类型，两者均经过了枪击、火烧、撞击等严格安99、全试验和检测。目前国产车用储气装置是采用大容积钢瓶，其造价低、维修保养有保障；但自重大，在使用期内需定期检测，运行成本高。进口车用储气装置采用大容积储气罐运输，在使用期内不需定期检测，运行费甩低。根据奉工程的资金状况，设计推荐采用进口罐车。6.2公用工程6.2.1建筑、结构6.2.1.1母站a)建筑工程主要内容站内建筑主要是根据生产工艺的要求设置，并按照有关安全生产的规范、规程进行设计，其主要内容包括：压缩区、站房、变配电、加气岛罩棚。站房包括：办公、值班、休息、配件库、厕所等生产辅助用房：压缩机采用防雨降噪罩，露天设置；变配电采用箱式变配电装簧露天布置。b)建筑造型及装修站内建筑外墙为米黄色100、外墙面砖。采用铝合金窗、木制门。主要建筑物内墙面均为乳胶漆涂料；地面一般为豆石或地砖，房间硬棚为水泥砂浆抹灰。加气岛罩棚：顶棚采用银灰色彩钢板，立柱用铝塑板外包。c)结构设计及基础设计本工程中所有建、构筑物均按永久性建构筑物设计。抗震按7度地区抗震设计。站房为砖混结构，基础形式采用条形基础：牛产用房采用框架结构，基础为独立基础；加气岛棚罩采用轻钢结构，基础采用独立基础；耐火等级均为二级。d）土建工程主要内容土建工程主要内容见下表：表31母站土建工程主要内容Table3.1 Maincontents of civil engineering of mother station名称单位数量结构形式101、基础形式备注1站房平方米250砖混结构条形基础2加气岛棚罩平方米800网架独立基础6.2.1.2子站a)建筑工程主要内容站内建筑主要是根据生产工艺的要求设置，并按照有笑安全生产的规范、规程进行设计，其主要内容包括：站房、加气岛罩掘。压缩机采用防雨降噪罩置于压缩区。站房包括：办公、值班、休息、配电与控制、厕所等生产辅助用房。b)建筑造型及装修站内建筑外墙为米黄色外墙面砖。采用铝合金窗、木制门。主要建筑物内墙面均为乳胶漆涂料；地面一般为豆石或地砖，房间顶棚为水泥砂浆抹灰。加气岛罩棚：顶棚采用银灰色彩钢板，采用复合不锈钢网架，立柱用复合不锈钢管。c）结构设计及基础设计本工程中所有建、构筑物均按永久性102、建构筑物设计。抗震按8度地区抗震设计。站房为砖混结构，基础形式采用条形基础：加气岛棚罩采用网架结构，基础采用独立基础；耐火等级均为二级。d)土建工程主要内容土建工程主要内容见下表：表32子站建工程主要内容Table3.2 Main contents of civil engineering of son station名称单位数量结构形式基础形式备注1站房平方米320砖混结构条形基础2加气岛棚罩平方米1400网架独立基础6.2.2电气工程6.2.2.1设计范围：电气设计以CNG母站及各CNG子站电源进线终端杼为界，包括各子项内的动力配电、照明配电、电气控制以及各建(购筑物)的防雷、设备防静电及103、接地保护等。6.2.2.2供电电源:a)CNG母站按二类用电负荷设计，由就近城市10KV电网引一路架空线作为主电源引入站内10KV终端杆，经避雷器保护后，以电缆方式引入站内高压配电装置，就近10KV04KV公用变配电站引一路O4Kv，023KV电缆回路作为停电应急及检修备用电源。b)CNG子站按二类用电负荷设计，由就近公用变配电站引入二回路04KV023KV低压电缆迸线电源，并采用自动切换互为备用。6.2.2.3负荷计算：a)、CNG母站：04KV负荷为248048KVA。b)、CNG子站：04KV负荷为1038KVA。c)、工程总负荷：2999.486.2.2.4电气设计：a)CNG母站两路104、电源电缆进线，O4KV各用电源手动投切。变配电站设计为户外箱式变电站形式。04KV系统采取单母线不分段形式，电缆放射式配电，设置一台800KVA变压器，主要设备电机(压缩机)采用软起动方式。系统电容补偿在O4KV低压母线上集中自动补偿，补偿后功率困索达O90以上。b)CNG子站两路04KV023KV电源电缆进线，互为备用，自动投切。O.4KV023KV低压系统采用单母线电缆放射型式，主要设备电机(压缩机)采用软起动方式。电容补偿由其前级供电电源低压母线上集中自动补偿，补偿后功率因素达090以上。防爆区域内的所有电气设备选用二级以上防爆电器，进入防爆区域的各类电缆采用防火性能较高的消防电缆。防爆105、区域内设置一定数量的可燃气体检测装置，在值班控制室实现卢光报警并通过通信网可直接将信息送至城市消防信息网。6.2.2.5起动及控制：各子项内O4KV较大功率的电机设备均软起动方式，其它小型设备采取直接起动方式。控制：控制方式采取两级控制方式，即就地手动和控制室计算机自控方式相结合，并可选择切换，便于调试及检修。6.2.2.6照明设计在保证照度的前提下优先采用高效节能灯具和使用寿命长且显色性好的光源。防爆区域内的照明灯具以高乐钠灯或金属卤素灯为光源的防爆等为主，适当辅以防爆荧光灯。非防爆区域以高效荧光灯为主，适当辅以部分装饰等具。6.2.2.7电能计量：母站10KV母线段设置有10KV专用计量柜106、。各了站04KV进线处设置电能计量电度表计。6.2.2.8防雷、防静电及接地保护：整个工程按二类防雷接地标准设计a)、防直击雷：以避雷带和避雷针相结合。b)、防感应雷：各级配电母线上均设置防感应雷避雷器。c)、接地保护：接地系统采用TN-S系统，备电气设备外壳、线缆穿管(金属管)、电缆金属保护层等均须做好PE保护。d)、接地装置以人工及自然接地装置相结合，防雷、防静电及接地保护共用接地装置，要求接地电阻小于2欧。6.2.3给排水给水包括消防用水与生产生活用水。a)CNG母站就近接DNl00管线引入CNG站。一路作消防用水，站内设2套SSl0010消火栓；另一路作生产生活用水，生产生活用水量按3107、吨日考虑。b)、CNG子站在现有城市给水管开口接DNl00管线引入CNG站。一路作消防用水，站内设1-2套SSl0016消火栓；另一路作生产生活用水，生产生活用水量按3吨，日考虑。站内雨水利用道路坡度排入城市雨水系统。生活污水经化粪池处理后排入站外市政污水管道，管径为DN300。少量生产废水通过处理后集中外运。第七章 环境影响评价7.1概述及编制依据天然气在城市燃料当中是一种清洁燃料，它主要成份是CH4,含其它有害物质较少，含总硫不超过200mg/Nm3，含H2S 不超过20mg/Nm3，并且全部在封闭系统中运行。因此，它是公共交通车辆理想的燃料。替代汽油等车用燃料后，将大大降低城市车辆尾气对108、城市大气环境的污染。设计中所遵循的国家有关标准和规范有：a) 中华人民共和国环境保护法b) 建设项目环境保护设计规定c) 工业企业厂界噪声标准 （GB1234890）d) 工业企业噪声控制设计规范 （GBJ8785）e) 大气污染物综合排放标准 （GB1629796）f) 城镇燃气设计规范 （GB5002893）g) 建筑设计防火规范（2001 年版）（GBJ1687）h) 污水综合排放标准 （GB897896）i) 环境空气质量标准 （GB309596）j) 城市区域噪声标准 （GB3096-93）7.2 工程状况20112012年将建设1座CNG加气母站，5 座CNG 加气子站，日生产量1109、5万立方米/天，以满足城市CNG燃料汽车满足CNG加气需求。7.3 主要污染物和污染源7.3.1废渣CNG 加气子站工艺仅是对天然气进行压缩、储存、充装，不产生废渣。7.3.2废气本工程储存、输送介质为天然气，工艺流程为简单的物理过程，无化学反应发生，并且是在密闭容器中进行，正常运行时，基本无废气产生，当设备、管道检修时有少量废气排放。a）站内工艺管道上的手动、自动放散装置有时有少量废气排放。b）加气、卸气时，装卸接头处有残气排出，残气量很微少。天然气密度比空气轻，排放的天然气很快在大气中扩散掉，不会对大气和周围环境造成影响。7.3.3噪音CNG 加气子站产生噪音的设备：液压子站撬体液压子站撬110、体为加气子站的重要设备，为减少噪音，整套设备安装在具有消音功能的撬体内，噪音为1m 外75 分贝以下，通过站区围墙及绿化带的隔音，吸音，使厂界噪音昼间降至65 分贝以下，达到工业企业厂界噪声标准的类标准。7.3.4废水压缩机冷却塔系统使用循环冷却水，平常不排放，每2各月换水一次，每次的换水量约为100m3左右，全年共计换水量为600 m3。本项目冷却水的循环量为60 m3/h,飞溅损失和蒸发损失量约为1%。天然气在脱水工序中析出少量水分，根据对其他加气站的类比调查，这部分废水的产生量极小，每年的产生量不足1吨，脱水废水中基本不含杂质。所以本项目废水主要是生活污水，生活污水经化粪池处理后通过排水111、管道集中排入站外市政管网。7.3.5绿化为了美化站区环境，站区进行适当绿化，绿化系数大于25%。7.4环保资金环保投资专款专用，主要用于绿化美化环境及其他项目。7.5环境影响评价结论本项目投产后各种污染物的排放量较少，属轻污染项目。具体情况如下：1）除进出加气站的机动车辆排放出汽车尾气外，无其他废气产生，因此对周围的大气环境基本无影响。2）项目实施后，排放的废水经内部环保处理设施预处理有达到相应接管标准后接入工业园区污水处理系统（母站）或所在县（市）污水处理厂（子站）集中处理。3）本项目主要噪声源为压缩机组、脱水机组、冷却塔，经落实隔声房、声屏障等降噪措施后可满足工业企业厂界环境噪声排放标准2112、类标准，不会对周围居民造成噪声扰民影响。4）本项目产生的生活垃圾有环保卫生部门清运处置，对外界基本无影响。5）本项目为CNG加气字母站，向燃气汽车输送压缩天然气，属于清洁生产产业链中的一环。综上所述，本项目属于公共设施服务业，在具备污水接管处理，并有效落实隔音降噪的措施下，总体污染程度较轻，不会对周围环境造成负面影响，从环保的角度讲，具有建设可行性。第八章 劳动安全卫生与消防8.1劳动安全卫生8.1.1主要危害因素分析生产过程中产生的危害因素主要包括火灾爆炸、噪声、地震、雷击等生产危害因素分析如下：火灾：火灾的产生来源于泄露。当空气中天然气的含量达到爆炸极限时，遇明火等火源着火爆炸，酿成事故。113、噪音：噪音主要来源于加气站的撬体。地震：地震时一种产生巨大破坏力的自然现象，尤其对建、构筑物的破坏作用更为严重。雷击：雷击能破坏建筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，其出现的频率并不大，作用时间短暂。8.1.2防范措施1）总布置图严格遵守建筑设计防火规范（GBJ16-87、2001版）和汽车加气站设计与施工规范BG50156-2002，确保CNG加气子站与站外设施及建、构筑物的安全距离以及站内各建、构筑物之间的安全间距。2）压力容器均按国家压力容器安全技术检查规程执行，必要管道上亦设置相应安全放散阀和放气阀。3）关键的阀门选用进口阀门，以减少漏气的可能性。4）站内建筑物均按二级耐火等级114、设计。5）CNG 加气子站设置必要的消防器材。6）公司配备管道检漏和抢修设备，能快速、准确地发现漏点，并能及时地进行处理。7）汽车加气岛、CNG 子站拖车卸车及加压区的电气仪表设备和开关均按防爆要求选型。8）各操作点设置可燃气体泄漏报警系统。9）严禁火种进入生产区。8.1.3 劳动安全卫生设施1）CNG 加气子站为操作管理人员提供良好工作、生活的场所。2）站区内工艺设施均为敞开式设置。3）根据国家劳动保护部门有关规定给予公司职工适度保健费和配备劳保用品。4）根据职工劳动保护暂行规定给予相应的劳动保护。5）站内设安全员，由站长负责全站的安全工作。6）定期组织公司职工进行健康检查。8.2消防设施8115、.2.1火灾爆炸危险分析天然气组份主要是CH4，其爆炸极限为 5.0%15.1%。天然气属甲类火灾危险性物质，在储存、压缩和加气过程中具有一定的危险性。设备、管道一旦发生泄漏，如果不及时采取有效的抢修措施，将会发生难以补救的火灾爆炸事故。CNG 加气子站输送、储存、压缩介质为天然气，输送、储存、压缩为物理过程。正常运行有微量渗漏，无泄漏，但事故工况下有可能泄漏，具有发生火灾的可能性。8.2.2消防措施为保证加气站安全运行，除在设计上采用上述安全防火措施外，在运行管理上，需要采取以下措施：1）组建安全防火组织机构。并与当地消防部门配合制定消防方案，定期进行消防演习。2）建立健全各种规章制度，如：116、岗位安全操作规程、防火责任制、岗位责任制、日常和定期检修制度、职工定期考核制度等。3）对职工进行安全教育和技术教育，生产岗位职工经考试合格后方可上岗。4）建立技术档案，做好定期检修和日常维护工作。5）站内设置2 台直通外线的电话，以便发生事故时及时报警。6）设置消防报警器材，发生事故时，迅速通知本单位职工和邻单位做好警戒。7）生产区入口设置（入厂须知）警示牌。生产区外墙和生产区内设置明显的（严禁烟火）警戒牌。8）严格遵守国家安全部门和燃气行业安全管理的有关规定。第九章 组织机构与人力资源配置9.1机构设置和人员编制根据建设部(85)城劳字第5号关于城市各行业编制定员试行标准的有关规定，充分考虑117、市场经济体制的要求，本工程总的人员编制确定为120人。(1)总公司总公司7人。其中正副总经理2人，总工程师2人，会计出纳2人，勤人员1人。(2)母站母站编制10人。其中：站长1人，加气工6人，维修人员2人，保安1人。(3)子站每座子站编制19人。其中：站长1人，技安1人，出纳1人，加气工14人，维修保养人员1人，保安1人。站内设专职设备维修人员，值班人员上班时负责营业、加气及设备的例行保养。(4)车队车队编制8人。其中：队长1人，驾驶员5人，技安维修2人。9.2 员工培训9.2.1培训形式培训要根据不同的培训对象、培训内容采用灵活多样的形式，同时应充分考虑到站场员工倒班轮休等实际情况，结合员工118、自身特点，借鉴以下形式：（1）集中面授。新员工岗前培训、上岗取证培训和操作技能培训采取此种形式。可脱产外出受训或邀请专业人员到现场进行实地指导。此形式的优点是培训时间集中、重点突出；缺点是员工培训人数容易受限，难以做到全员培训。（2）传帮带。充分发挥站内老员工和技术人员的培训作用，由老员工带新员工。在培训方式上理论联系实际，进行现场讲解，现场操作示范。此形式的优势在于融洽的同事关系与“零距离”的传授，有助于教学双方的交流与互动，能够在短时间内达到较理想的效果；不足之处是有可能受到老员工的影响，在技术创新方面稍显不足。（3）岗位练兵。岗位练兵的主要内容应包括站场的应知应会、操作规程和各类作业文件119、事故应急预案等。要在“每班一题”的基础上综合运用预案演练、岗位描述等多种形式丰富岗位练兵的内容，通过岗位练兵，切实提高员工操作技能和应急反应能力。（4）站场讲坛。每期站场讲坛设定一个命题，或者提供单体设备的相关问题，由站场员工自行备课、制作课件，每次由一名员工为其他员工授课，就该命题或其他相关问题提出自己的解决办法，并组织大家进行讨论。该形式的优点是可以激发员工学习的积极性，同时加深员工对培训内容的理解和掌握。（5）影像观摩。在遇到设备维修或者调试设备的情况时，站长或技术员组织员工在现场学习，按照典型作业中工作票、操作票的步骤，自行拍摄本岗位的监护、巡检、操作、检修等作业的标准教学影像片，进120、行反复观摩和训练。9.2.2 培训管理标准化、考核制度化（1）严格保证培训时间，随机增加培训内容。分输站场培训时间分固定时间和随机时间两种。固定时间培训每周12次，时间可安排在站场安全学习和工作会之后，站场管理人员可作为召集人，也可确定当日值班人员作为召集人，按计划组织培训。遇特殊情况与培训时间冲突，其后要及时弥补。随机培训是指根据近期生产状况、上级指示、新颁发制度或新设备上马等情况，随机增加培训时间，由站场管理人员召集。（2）完善培训工作考核制度。上级人事部门制定员工培训工作管理标准、岗前培训标准、员工考核标准等管理规定，完善培训工作考核制度，把站场培训工作开展的情况作为站场及负责人考核的项121、目之一。主要检查的项目应该包括培训计划是否及时制定，培训计划是否执行，培训记录是否真实等，监督站场培训真实有效开展。第十章 项目实施进度10.1 建设工期加气子站占地2 0002 500 m2,可与加油站合建。加气子站接收运瓶车运来的钢瓶组,通过小型压缩机和加气机向汽车加气。根据车辆改装情况,每年拟建23座加气子站,加气子站的设计加气量为1 000 m3/h。加气母站与加气子站同时建设，其中加气母站的建设工期为1年，总的建设工期为2年。10.2 实施进度安排建设工期主要包括土建施工、设备采购和安装、生产准备、设备调试、联合试运转、交付使用等阶段。以下是项目实施进度表（横道图）。项目实施进度序号工作阶段第一年第二年123412341土建施工2设备采购与安装3生产准备4设备调试5联合试车运转6交付使用46